Third Quarter Report 2009
Norse Energy Corp. ASA ("NEC" ticker code OSE - NEC, Oslo, Norway, U.S OTCQX symbol "NSEEY") and its subsidiaries (?Norse Energy? or ?the company?) report that production continues to improve for the Group. EBITDA was negatively impacted by USD 7.2 million seismic investments. The equity ratio was strengthened as the company raised USD 24 million in a private placement in the quarter.
Third Quarter Highlights and Subsequent Events
Key financials and operations
?Group net production was 4,341 BOE/day in Q3-09, an increase of ~3% from 4,217 BOE/day in Q2-09. This is solely explained by increased production from the Manati field in Brazil
?EBITDA for the third quarter was USD -2.7 million, down from USD 4.0 million in the second quarter 2009, explained by seismic costs in Brazil
?Drilled 4 wells in the US
?Concluded 3D acquisition in the Santos Basins
?Declared commerciality of Camarão Norte field in Camamu-Almada Basin
?Cross listed share as ADR's on OTCQX in the US
Financing
?The company raised USD 24 million in equity
?Cash and cash equivalents increased USD 4 million to USD 43 million
Corporate
?Proposed demerger of the company into offshore E&P and US Appalachian pure play businesses
The presentation will be broadcasted live from Shippingklubben in Oslo from 08:30, and can be seen using the following link: http://cikmedia.serialive.com/embed.php?id=19134
For further information please contact:
Anders Kapstad, CFO
Tel.: +47 23 01 10 01
Cell: +47 918 17 442
Email: akapstad@norseenergy.com
Jonas Gamre, Investor Relations
Tel.: +47 23 01 10 02
Cell: +47 9711 8292
Norse Energy Corp. ASA ("NEC" ticker code OSE - NEC, Oslo, Norway, U.S OTCQX symbol "NSEEY") and its subsidiaries (?Norse Energy? or ?the company?) report that production continues to improve for the Group. EBITDA was negatively impacted by USD 7.2 million seismic investments. The equity ratio was strengthened as the company raised USD 24 million in a private placement in the quarter.
Third Quarter Highlights and Subsequent Events
Key financials and operations
?Group net production was 4,341 BOE/day in Q3-09, an increase of ~3% from 4,217 BOE/day in Q2-09. This is solely explained by increased production from the Manati field in Brazil
?EBITDA for the third quarter was USD -2.7 million, down from USD 4.0 million in the second quarter 2009, explained by seismic costs in Brazil
?Drilled 4 wells in the US
?Concluded 3D acquisition in the Santos Basins
?Declared commerciality of Camarão Norte field in Camamu-Almada Basin
?Cross listed share as ADR's on OTCQX in the US
Financing
?The company raised USD 24 million in equity
?Cash and cash equivalents increased USD 4 million to USD 43 million
Corporate
?Proposed demerger of the company into offshore E&P and US Appalachian pure play businesses
The presentation will be broadcasted live from Shippingklubben in Oslo from 08:30, and can be seen using the following link: http://cikmedia.serialive.com/embed.php?id=19134
For further information please contact:
Anders Kapstad, CFO
Tel.: +47 23 01 10 01
Cell: +47 918 17 442
Email: akapstad@norseenergy.com
Jonas Gamre, Investor Relations
Tel.: +47 23 01 10 02
Cell: +47 9711 8292
10/11 2009 09:33 Kenddinvare 0
21615 Umiddelbart meget nyhedsfattig.
Opfatter det hurtige tempo i seismisk efterforskning i Santos Bassin som positivt.
Opfatter det hurtige tempo i seismisk efterforskning i Santos Bassin som positivt.
10/11 2009 10:22 collersteen 021620 En "Goldman Sachs" CFO skal man ikke tage fejl - det er gode news tror jeg.
Nåh, nu vil jeg se præsentationen og se hvad den bringer.
Nåh, nu vil jeg se præsentationen og se hvad den bringer.
10/11 2009 11:51 collersteen 021625 De-merger lyder ret godt i mine ører, hvis det ikke lige var fordi at det øjensynligt er på bekostning af en JV-aftale lige nu og her og helt/delvist frasalg i Brasilien. Jeg kan ikke helt lide så store pludselig strategi-ændringer, men okay, et clean independent Norse USA må alt andet lige have større chancer for at lave noget JV. Og det lugter vel også lidt af at det er derfor den nye CFO er kommet med. En mand med bl.a. 15års erfaring fra Goldman Sachs.
Iøvrigt et dejligt kort i præsentationen med et par rigtig store navne i naboområderne....
Lugter det iøvrigt ikke lidt af at Sector står bag alt det her de-merger?
Iøvrigt et dejligt kort i præsentationen med et par rigtig store navne i naboområderne....
Lugter det iøvrigt ikke lidt af at Sector står bag alt det her de-merger?
Jo, der står Sector på de-merger sådan som jeg vurderer det. Sector er interesseret i at få værdierne frem i lyset inden for en overskuelig fremtid og der kan opslitningen hjælpe.
Strategi-skift i spandevis er ikke just tillidsvækkende, men jeg synes at beslutningen om ikke at sælge Manati her og nu, er helt korrekt.
JV-partner blev overhovedet ikke nævnt, til gengæld blev det gjort klart at shale-udvikling ikke bliver fokusområde for Norse i 2010.
Udbygningen af Herkimer bliver prioriteret og det giver da også mening. Først og fremmest fordi at omkostningerne er relativt lave (ca $1m/brønd) og ROI rigtig fornuftig, men man skal også huske på at Norse beholder leases for evigt når først de har boret. Dermed er man heller ikke tvunget ud i at sælge JV-pakken til spotpris. Det er strategisk ganske fornuftigt. Det kræver dog en større investering i Herkimer-udbygningen og ikke mindst pipelines (16-inch pipeline afventer godkendelse - borgermøde i næste uge såvidt jeg husker).
Mark Dice nævnte at Norses område indeholder 'optimal depth' på over 80% Marcellus og 100% Utica. Der har været kritiske røster fremme om at Norse ikke har fornuftig Marcellus acreage, så det var da dejligt at få fejet det af banen.
Mht. Brasilien så nævnte Risberg, at der var gjort fund syd for BS3 men at der skulle en ny og større undersøgelse til for at bedre evaluere fundene. Nogle der ved hvilken licens der er tale om her? BM-S-12 var det vel ikke? Kunne være interessant at finde frem til.
Strategi-skift i spandevis er ikke just tillidsvækkende, men jeg synes at beslutningen om ikke at sælge Manati her og nu, er helt korrekt.
JV-partner blev overhovedet ikke nævnt, til gengæld blev det gjort klart at shale-udvikling ikke bliver fokusområde for Norse i 2010.
Udbygningen af Herkimer bliver prioriteret og det giver da også mening. Først og fremmest fordi at omkostningerne er relativt lave (ca $1m/brønd) og ROI rigtig fornuftig, men man skal også huske på at Norse beholder leases for evigt når først de har boret. Dermed er man heller ikke tvunget ud i at sælge JV-pakken til spotpris. Det er strategisk ganske fornuftigt. Det kræver dog en større investering i Herkimer-udbygningen og ikke mindst pipelines (16-inch pipeline afventer godkendelse - borgermøde i næste uge såvidt jeg husker).
Mark Dice nævnte at Norses område indeholder 'optimal depth' på over 80% Marcellus og 100% Utica. Der har været kritiske røster fremme om at Norse ikke har fornuftig Marcellus acreage, så det var da dejligt at få fejet det af banen.
Mht. Brasilien så nævnte Risberg, at der var gjort fund syd for BS3 men at der skulle en ny og større undersøgelse til for at bedre evaluere fundene. Nogle der ved hvilken licens der er tale om her? BM-S-12 var det vel ikke? Kunne være interessant at finde frem til.
10/11 2009 12:38 JensHorka 021629 Jeg beklager min dobbeltpost, kunne ikke se at du havde lagt denne op Hegu, skal lige have ordentligt styr på de her PI-settings :)
God dag herfra
JH
God dag herfra
JH
10/11 2009 16:05 Kenddinvare 021634 Kunne desværre heller ikke denne gang få mulighed for at følge præsentationen.
Er der nogen som kan klargøre hvad er sker ved de-merger og skrive noget om hvad de-merger kan betyde for NEC-J. Umiddelbart er det godt for sidstnævnte hvis værdierne hurtigere kommer frem og jeg ser også i forhold til NEC-J en god mulighed i at der i foråret 2011 er "Deadline for deciding on drilling commitment for second phase" i Santos.
I NPV-diagram for Herkimer noterer jeg mig at de nu er helt oppe på 10% diskontering. Det må vel betyde, at hvis man i dag satte 3,8 mio.$ i sikre 10% statsobligationer vil man om et antal år (10?) stå med lige så mange penge som hvis man investerer 1,2 mio. $ i en herkimerboring og afsætter gassen til 7$/Mcf, ikke sandt (Coller)?
Er der nogen som kan klargøre hvad er sker ved de-merger og skrive noget om hvad de-merger kan betyde for NEC-J. Umiddelbart er det godt for sidstnævnte hvis værdierne hurtigere kommer frem og jeg ser også i forhold til NEC-J en god mulighed i at der i foråret 2011 er "Deadline for deciding on drilling commitment for second phase" i Santos.
I NPV-diagram for Herkimer noterer jeg mig at de nu er helt oppe på 10% diskontering. Det må vel betyde, at hvis man i dag satte 3,8 mio.$ i sikre 10% statsobligationer vil man om et antal år (10?) stå med lige så mange penge som hvis man investerer 1,2 mio. $ i en herkimerboring og afsætter gassen til 7$/Mcf, ikke sandt (Coller)?
10/11 2009 17:01 JensHorka 021639 Hejsa her er præsentation, så kan du se den når du har tid :)
http://cikmedia.serialive.com/embed.php?id=19134&key=_dj8eia7a3gwsnq5jqs3d1w5e35l77qu
Mht NEC-J splitter den også i to, og prissættes (tegningsprisen altså) udfra forholdet mellem de to nye NEC'ere. Risberg svarede på dette i sutningen et sted
Hygge
JH
http://cikmedia.serialive.com/embed.php?id=19134&key=_dj8eia7a3gwsnq5jqs3d1w5e35l77qu
Mht NEC-J splitter den også i to, og prissættes (tegningsprisen altså) udfra forholdet mellem de to nye NEC'ere. Risberg svarede på dette i sutningen et sted
Hygge
JH
10/11 2009 17:13 collersteen 121640 Jo, KDV. Sådan kan man godt anskue det, selvom det vel må forudsætte at NEC må kunne forrente kapitalen (når den er kommet ind) med 10% også frem til år 10, hvis man også antager at der er et time gab imellem hvornår størstedelen af indtægterne er i hus og de 10år som du har "sat".
Men iøvrigt godt spottet at diskonteringsrenten er ændret. Jeg mener det var NPV 8 før? (de 8/10 refererer kun til diskonteringsrenten og har ikke noget med en evt. tidsperiode at gøre)
Med den decline rate på 50% må der være relativt hurtig tilbagebetalingstid på størstedelen af kapitalen.
Mht. de-merger og NEC J vil der også ske en opsplitning. (på baggrund af markedsværdi mener jeg der blev sagt på præsentationen).
Umiddelbart er min holdning at det må være bedre for NEC J holdere, idet risikoen nu bliver spredt på 2 optioner. 2 lodsedler er vel altid bedre end en - om ikke andet må risikoen for at miste alt være mindre end før.
Selve værdiskabelses/-afdækningselementet må isoleret set også være positiv.
Du kan iøvrigt stadig se præsentationen på linket som er postet ovenfor. Jeg så den heller ikke "live".
Nåh, nu håber jeg ikke at det blev alt for kringlet, det jeg fik griflet ned.
Men iøvrigt godt spottet at diskonteringsrenten er ændret. Jeg mener det var NPV 8 før? (de 8/10 refererer kun til diskonteringsrenten og har ikke noget med en evt. tidsperiode at gøre)
Med den decline rate på 50% må der være relativt hurtig tilbagebetalingstid på størstedelen af kapitalen.
Mht. de-merger og NEC J vil der også ske en opsplitning. (på baggrund af markedsværdi mener jeg der blev sagt på præsentationen).
Umiddelbart er min holdning at det må være bedre for NEC J holdere, idet risikoen nu bliver spredt på 2 optioner. 2 lodsedler er vel altid bedre end en - om ikke andet må risikoen for at miste alt være mindre end før.
Selve værdiskabelses/-afdækningselementet må isoleret set også være positiv.
Du kan iøvrigt stadig se præsentationen på linket som er postet ovenfor. Jeg så den heller ikke "live".
Nåh, nu håber jeg ikke at det blev alt for kringlet, det jeg fik griflet ned.
11/11 2009 02:28 Kenddinvare 021663 Mine for nogen måske kraftige påstande om, at NEC er er forsigtige med deres Herkimertal (selv om præsentationerne jo lægger stor vægt på dette play) bygger som flere gange nævnt meget på deres egne tal for decline på brøndene.
I dagens præsentation blev declines repeteret (og fremhævet i forhold til Marcellus og Haynes), men der blev også sagt at der er stor forskel på brøndene. Sidstnævnte kan så være en væsentlig del af forklaringen på forsigtige udmeldinger.
Jeg lavede en decline-opstilling måned for måned i det NEC regneark jeg uploadede i den gamle blog, men da den tilsyneladende ikke er tilgængelig kommer her Mcf/d tallene for de første 60 måneder fra produktionsstart, som jeg opstillede det ud fra NEC's oplysninger.
1250 1166 1089 1019 955 897 844 796 753 715 681 651 625 602 582 564 548 534 522 511 501 492 484 476 469 463 457 452 448 444 440 437 434 431 428 425 422 418 414 410 406 402 398 395 392 389 386 383 380 377 374 371 368 365 362 359 356 353 350 347 344
(husk at gange med 30 for at få samlet produktion)
og når der så nutidsværdisættes bliver det i daglig gasmængde med 0,7% pr. måned (svarer ca. til 10% pr. år) til følgende:
1250 1158 1074 998 929 866 809 758 712 671 635 603 574 549 527 508 490 474 460 447 435 425 415 405 396 388 381 374 368 362 356 351 347 342 337 332 328 322 317 312 307 301 296 292 288 284 279 275 271 267 263 259 255 252 248 244 240 237 233 229 226
altså tydeligt at den største værdi ligger i starten.
I dagens præsentation blev declines repeteret (og fremhævet i forhold til Marcellus og Haynes), men der blev også sagt at der er stor forskel på brøndene. Sidstnævnte kan så være en væsentlig del af forklaringen på forsigtige udmeldinger.
Jeg lavede en decline-opstilling måned for måned i det NEC regneark jeg uploadede i den gamle blog, men da den tilsyneladende ikke er tilgængelig kommer her Mcf/d tallene for de første 60 måneder fra produktionsstart, som jeg opstillede det ud fra NEC's oplysninger.
1250 1166 1089 1019 955 897 844 796 753 715 681 651 625 602 582 564 548 534 522 511 501 492 484 476 469 463 457 452 448 444 440 437 434 431 428 425 422 418 414 410 406 402 398 395 392 389 386 383 380 377 374 371 368 365 362 359 356 353 350 347 344
(husk at gange med 30 for at få samlet produktion)
og når der så nutidsværdisættes bliver det i daglig gasmængde med 0,7% pr. måned (svarer ca. til 10% pr. år) til følgende:
1250 1158 1074 998 929 866 809 758 712 671 635 603 574 549 527 508 490 474 460 447 435 425 415 405 396 388 381 374 368 362 356 351 347 342 337 332 328 322 317 312 307 301 296 292 288 284 279 275 271 267 263 259 255 252 248 244 240 237 233 229 226
altså tydeligt at den største værdi ligger i starten.
10/11 2009 17:44 Kenddinvare 121641 Hej JH.
Tak for dine overvejelser omkring de-merger i den anden tråd.
Til de øvrige dele af dit indlæg der har jeg en smule kommentarer.
"Økonomien generelt:
Tingene lader til at køre mere og mere "on track" efter den sidste emission der har polstret selskabet til forestående tilbagebetaling af lån etc. Der snakkes ikke længere om et frasalg af Manati."
Lidt negativt at de færdige brønde ikke har fået lov at producere og det kan give spændning omkring Q4 (yderligere forsinkelse) omvendt kan tilslutning af 5 færdige brønde og 4 yderligere i december give et ekstraordinært stort supplement i december på op mod 9x1250Mcf/d altså over 10.000 Mcf/d så vi i stedet for (den i mine øjne beskedne målsætning på) 12.000 Mcf/d ved årets slutning når op på over 16.000 Mcf/d.
"Udviklingen i US:
Forventningen om at nå de 12.000 mcf/d opretholdes, og produktionen ventes at ramme 24.000 mcf/d i 2010. Der arbejdes fortsat målrettet på at udvikle Herkimer som drivende motor for gasudvindingen i NEC's licenser og antallet af rigge skal øges til 3 eller 4 i 2010. Herkimer er en kæmpe fordel for NEC fordi denne formation ikke skal frackes og derfor ikke er låst fast i mens retningslinierne fra DEC er under udarbejdning. NEC holder sig ikke nogen first-mover ambitioner mht udviklingen af Marcellus/Utica i stor skala, men vil nok forholde sig afventende og lade de større selskaber om at gøre sig erfaringer mht hvilke fracking-teknikker der virker bedst i de to forskellige formationer."
Også deres 2010 målsætning for produktionen anser jeg (stadig) for beskeden.
Alene 30 nye Herkimerbrønde burde ved næste årsskifte producere noget i retning af 30x900Mcf/d altså 27.000 Mcf/d oven i formodentlig 8-10.000 Mcf/d fra brønde, der er i gang ved starten af 2010. Baseret på deres egne tal for decline.
Med 3-4 rigge i gang vil de også nemt kunne komme op omkring 40 nye brønde i 2010 og dermed nærmere en i mine øjne fornuftig udviklingstakt.
I øvrigt mente jeg at de også brugte fracking-teknik ved herkimer, men at både vandforbrug og omkostninger er mindre fordi det kun er lodret boring.
"Slutteligt sagde Mark Dice at
1) Marcellus i langt størstedelen af NEC's acres ligger dybt nok til at kunne give fuld smæk for skillingen(selvom dette de nordligste leases nok ikke vil kunne producere optimalt).
2) Utica er optimal i alle leases. Denne viden blev for såvidt offentligtgjort allerede tilbage i Q4/2008 (februar 2009 præsentation side 22). Men det er nu meget rart at høre det direkte fra bestyrelsen alligevel, fordi det åbenbart ikke er så nemt for den lille aktionær at læse regnskaber og forventninger. (som en lille interessant biting vil marcellus indeholde 2½ tcf og Utica 3½ tcf hvis Herkimer virkelig indeholder ½ tcf og de faktiske forekomster følger forholdene der er angivet i Schlumbergers estimater). "
Selv den ½tcf anser jeg ud fra deres andre oplysninger som forsigtig.
Med udgangspunkt i deres fastholdte declineoplysninger når jeg frem til at en brønd i løbet af de første 5 år producerer næsten 1 mio. Mcf og de følgende 5 år knap ½ mio. Mcf.. De har pt. identificeret over 300 steder og oplyst en forventning om mindst 500. En typisk boring nu dækker omkring 90 acres, så hvis de 130.000 acres kan dækkes med lige gode Herkimerboringer er vi pænt oppe mod 1400 stk.. Derfor er potentialet fra Herkimer nok 1-2 tcf. Men hvorvidt det så kan ganges tilsvarende op på Sclumbergertallene fra de andre plays aner jeg ikke.
"Udviklingen i Brasilien:
Manati producerer fortsat optimalt, og styrkelsen af Reais overfor USD gør at dette vægter ekstremt positivt i regnskaberne. BS3 og Camarao Norte er fortsat under udvikling, og Sardinha skal på sigt tilkobles Manati. Man forventer resultater fra sesmikken i SM-1xxx licenserne indenfor de næste måneder. Hvad der derefter kommer til at ske er usikkert, eftersom Petrobras endnu ikke har udstukket klare linier mht hvordan infrastrukturen kommer til at ligge i Santosbassinet."
No comments.
Tak for dine overvejelser omkring de-merger i den anden tråd.
Til de øvrige dele af dit indlæg der har jeg en smule kommentarer.
"Økonomien generelt:
Tingene lader til at køre mere og mere "on track" efter den sidste emission der har polstret selskabet til forestående tilbagebetaling af lån etc. Der snakkes ikke længere om et frasalg af Manati."
Lidt negativt at de færdige brønde ikke har fået lov at producere og det kan give spændning omkring Q4 (yderligere forsinkelse) omvendt kan tilslutning af 5 færdige brønde og 4 yderligere i december give et ekstraordinært stort supplement i december på op mod 9x1250Mcf/d altså over 10.000 Mcf/d så vi i stedet for (den i mine øjne beskedne målsætning på) 12.000 Mcf/d ved årets slutning når op på over 16.000 Mcf/d.
"Udviklingen i US:
Forventningen om at nå de 12.000 mcf/d opretholdes, og produktionen ventes at ramme 24.000 mcf/d i 2010. Der arbejdes fortsat målrettet på at udvikle Herkimer som drivende motor for gasudvindingen i NEC's licenser og antallet af rigge skal øges til 3 eller 4 i 2010. Herkimer er en kæmpe fordel for NEC fordi denne formation ikke skal frackes og derfor ikke er låst fast i mens retningslinierne fra DEC er under udarbejdning. NEC holder sig ikke nogen first-mover ambitioner mht udviklingen af Marcellus/Utica i stor skala, men vil nok forholde sig afventende og lade de større selskaber om at gøre sig erfaringer mht hvilke fracking-teknikker der virker bedst i de to forskellige formationer."
Også deres 2010 målsætning for produktionen anser jeg (stadig) for beskeden.
Alene 30 nye Herkimerbrønde burde ved næste årsskifte producere noget i retning af 30x900Mcf/d altså 27.000 Mcf/d oven i formodentlig 8-10.000 Mcf/d fra brønde, der er i gang ved starten af 2010. Baseret på deres egne tal for decline.
Med 3-4 rigge i gang vil de også nemt kunne komme op omkring 40 nye brønde i 2010 og dermed nærmere en i mine øjne fornuftig udviklingstakt.
I øvrigt mente jeg at de også brugte fracking-teknik ved herkimer, men at både vandforbrug og omkostninger er mindre fordi det kun er lodret boring.
"Slutteligt sagde Mark Dice at
1) Marcellus i langt størstedelen af NEC's acres ligger dybt nok til at kunne give fuld smæk for skillingen(selvom dette de nordligste leases nok ikke vil kunne producere optimalt).
2) Utica er optimal i alle leases. Denne viden blev for såvidt offentligtgjort allerede tilbage i Q4/2008 (februar 2009 præsentation side 22). Men det er nu meget rart at høre det direkte fra bestyrelsen alligevel, fordi det åbenbart ikke er så nemt for den lille aktionær at læse regnskaber og forventninger. (som en lille interessant biting vil marcellus indeholde 2½ tcf og Utica 3½ tcf hvis Herkimer virkelig indeholder ½ tcf og de faktiske forekomster følger forholdene der er angivet i Schlumbergers estimater). "
Selv den ½tcf anser jeg ud fra deres andre oplysninger som forsigtig.
Med udgangspunkt i deres fastholdte declineoplysninger når jeg frem til at en brønd i løbet af de første 5 år producerer næsten 1 mio. Mcf og de følgende 5 år knap ½ mio. Mcf.. De har pt. identificeret over 300 steder og oplyst en forventning om mindst 500. En typisk boring nu dækker omkring 90 acres, så hvis de 130.000 acres kan dækkes med lige gode Herkimerboringer er vi pænt oppe mod 1400 stk.. Derfor er potentialet fra Herkimer nok 1-2 tcf. Men hvorvidt det så kan ganges tilsvarende op på Sclumbergertallene fra de andre plays aner jeg ikke.
"Udviklingen i Brasilien:
Manati producerer fortsat optimalt, og styrkelsen af Reais overfor USD gør at dette vægter ekstremt positivt i regnskaberne. BS3 og Camarao Norte er fortsat under udvikling, og Sardinha skal på sigt tilkobles Manati. Man forventer resultater fra sesmikken i SM-1xxx licenserne indenfor de næste måneder. Hvad der derefter kommer til at ske er usikkert, eftersom Petrobras endnu ikke har udstukket klare linier mht hvordan infrastrukturen kommer til at ligge i Santosbassinet."
No comments.
12/11 2009 09:34 Hegu 021723 Nec - oppdatering Q3 fra Pareto
Company update - 11 Nov 2009
Norse Energy (NEC)
From divest to demerge
Norse proposes to split the company in two and shelves plans to divest the Brazilian assets. While this will strengthen the company through creation of two pure play companies (US and Brazil), it also leads to renewed financing uncertainty.
Underlying numbers in line
?EBIT reported at USD -20m vs our estimate USD -16m.
?The deviation is explained by higher seismic and impairment cost in Brazil (USD 20m vs USD 15m expected); i.e. underlying result was in line with our expectation.
Demerger instead of divestment
Norse has previously been considering a sale of their Brazilian division in its entirety or alternatively a sale of the Manati field by itself. The company has now shelved these plans and proposes to split the company in two new pure play companies; ?Offshore? and ?Appalachia? (US division). Both companies will be listed on the Oslo Stock Exchange.
Renewed uncertainty around bond repayments
The expectation has been that a sale of Brazil/Manati would enable the company to repay the USD 57m bonds that mature in July 2010 (and partly the USD 75m 2011 bonds). With a cash position of USD 44m at the end of Q3?09, it now seems likely the company will need to take some action on the financing side, either through a refinancing of the bond debt or through an equity issue.
High US production growth targeted in 2010
In the US, Norse plans to drill 30 new Herkimer wells through 2010, and targets to reach a production level of 24,000 mcf/day (4,275 boe/day) by the end of 2010. This is equivalent to a doubling from the 2009 year end target of 12,000 mcf/day (2,137 boe/day), and is well over our estimates. As a result of this, we increase our average 2010E production in the US from 2,000 boe/day to 2,700 boe/day.
Expect bond restructuring to solve financing issue
The share price performance is likely to be modest until the company secures financing for its bond repayments. We think the company will solve this through a refinancing of the bond debt, and in our view yesterday?s share price fall was an overreaction. We maintain our BUY rating and NOK 7 Target Price.
The recommendation was not presented to the issuer before dissemination.
Company update - 11 Nov 2009
Norse Energy (NEC)
From divest to demerge
Norse proposes to split the company in two and shelves plans to divest the Brazilian assets. While this will strengthen the company through creation of two pure play companies (US and Brazil), it also leads to renewed financing uncertainty.
Underlying numbers in line
?EBIT reported at USD -20m vs our estimate USD -16m.
?The deviation is explained by higher seismic and impairment cost in Brazil (USD 20m vs USD 15m expected); i.e. underlying result was in line with our expectation.
Demerger instead of divestment
Norse has previously been considering a sale of their Brazilian division in its entirety or alternatively a sale of the Manati field by itself. The company has now shelved these plans and proposes to split the company in two new pure play companies; ?Offshore? and ?Appalachia? (US division). Both companies will be listed on the Oslo Stock Exchange.
Renewed uncertainty around bond repayments
The expectation has been that a sale of Brazil/Manati would enable the company to repay the USD 57m bonds that mature in July 2010 (and partly the USD 75m 2011 bonds). With a cash position of USD 44m at the end of Q3?09, it now seems likely the company will need to take some action on the financing side, either through a refinancing of the bond debt or through an equity issue.
High US production growth targeted in 2010
In the US, Norse plans to drill 30 new Herkimer wells through 2010, and targets to reach a production level of 24,000 mcf/day (4,275 boe/day) by the end of 2010. This is equivalent to a doubling from the 2009 year end target of 12,000 mcf/day (2,137 boe/day), and is well over our estimates. As a result of this, we increase our average 2010E production in the US from 2,000 boe/day to 2,700 boe/day.
Expect bond restructuring to solve financing issue
The share price performance is likely to be modest until the company secures financing for its bond repayments. We think the company will solve this through a refinancing of the bond debt, and in our view yesterday?s share price fall was an overreaction. We maintain our BUY rating and NOK 7 Target Price.
The recommendation was not presented to the issuer before dissemination.
13/11 2009 10:14 Hegu 021849 400.000 stk. Det må vist kaldes en pæn portion. 
Notification of trade
Norse Energy Corp. ASA ("NEC" ticker code OSE - NEC, Oslo, Norway, U.S OTCQX symbol "NSEEY")
Mark Dice, President and Chief Operating Officer Norse Energy Corp. USA has on November 12th 2009 bought 400,000 shares in Norse Energy Corp. ASA at an average of NOK 3.377 per share. After this transaction, Mark Dice controls 400,000 shares in Norse Energy Corp. ASA.
Richard Boughrum, Chief Financial Officer Norse Energy Corp. USA has on November 12th 2009 bought 10,000 shares in Norse Energy Corp. ASA at an average of NOK 3.36 per share. After this transaction, Richard Boughrum controls 10,000 shares in Norse Energy Corp. ASA.
For further information please contact: Jonas Gamre, Investor Relations Tel: +47 23 01 10 02 Cell: +47 97 11 82 92 Email: jgamre@norseenergy.com
Notification of trade
Norse Energy Corp. ASA ("NEC" ticker code OSE - NEC, Oslo, Norway, U.S OTCQX symbol "NSEEY")
Mark Dice, President and Chief Operating Officer Norse Energy Corp. USA has on November 12th 2009 bought 400,000 shares in Norse Energy Corp. ASA at an average of NOK 3.377 per share. After this transaction, Mark Dice controls 400,000 shares in Norse Energy Corp. ASA.
Richard Boughrum, Chief Financial Officer Norse Energy Corp. USA has on November 12th 2009 bought 10,000 shares in Norse Energy Corp. ASA at an average of NOK 3.36 per share. After this transaction, Richard Boughrum controls 10,000 shares in Norse Energy Corp. ASA.
For further information please contact: Jonas Gamre, Investor Relations Tel: +47 23 01 10 02 Cell: +47 97 11 82 92 Email: jgamre@norseenergy.com
